Выбор и обоснование технологии поддержания пластового давления при эксплуатации скважин на месторождении Восточный Молдабек - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Выбор и обоснование технологии поддержания пластового давления при эксплуатации скважин на месторождении Восточный Молдабек

Общая характеристика и стратиграфия месторождения, его тектоника и нефтегазоносность. Анализ текущего состояния разработки, техника и технология добычи нефти и газа. Расчет технологических параметров закачки воды в системе поддержания пластового давления.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Месторождение Восточный Молдабек выявлено сейсмоработами «Эмбанефтегеофизика» в 1986г. Бурение глубоких поисково-разведочных скважин на поднятии Молдабек начато в 1988г. Первооткрывательницей залежей нефти и газа в отложениях юры и мела на данном месторождении является скважина 27.
Нефть месторождения Восточный Молдабек высоковязкая, с высоким содержанием песка почти во всех продуктивных пластах, основной способ подъема таких нефтей на поверхность - с помощью скважинных электровинтовых насосов. Но также небольшая часть скважин эксплуатируется ШСНУ. Это объясняется малодебитностью скважин и экономической неэффективностью других способов. Особенностью разработки месторождения является использование системы ППД с закачкой воды, практически с начала эксплуатации месторождения.
Необходимость площадного заводнения обосновывается прежде всего невысокой гидропроводностью продуктивных пластов и необходимостью ввода в пласт специальных реагентов для увеличения нефтеотдачи пластов.
При любой системе площадного заводнения интенсивность и охват пласта процессом заводнения в каждом из элементов определяется работой единственной нагнетательной скважины и здесь велика роль случайности.
В условиях продуктивных пластов, содержащих газовые шапки различных размеров, площадная система заводнения будет также обеспечивать поддержание давления на всей территории залежи на уровне начального пластового давления, что предотвратит расширение газовых шапок, а, следовательно, перемещение ГНК.
Исходя из важности системы ППД на данном месторождении и поддержании проектных показателей разработки месторождения, большое внимание уделяется определению оптимальных технологических показателей работы нагнетательных скважин.
Месторождение Молдабек Восточный расположено в юго-восточной части Прикаспийской впадины в междуречье Сагиз-Эмба.
В административном отношении месторождение находится в Кызылкогинском районе Атырауской области (рисунок 1.1).
Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожные станции Жамансор и Мукур, расположенные к северо-западу на расстоянии соответственно 17 и 50 км. Расстояние до областного центра г. Атырау составляет 240м.
Старые нефтепромыслы Южной Эмбы - Макат, Сагиз, Доссор расположены юго-западнее на расстоянии соответственно 60, 70 и 85 км. В 30 км северо-западнее находится 3-я нефтеперекачивающая станция с выходом нефтепровода на нефтеперерабатывающий завод г. Атырау.
В орографическом отношении район представляет собой полупустынную равнину с широко распространенной сетью соров, с абсолютными отметками рельефа, колеблющимися в пределах от +50 до +100м.
Гидрографическая сеть развита слабо, представлена небольшой рекой Кайнар, пересыхающей в летнее время. К северу от района работ протекает река Сагиз, вода которой не пригодна для питья. Пресноводных колодцев в районе мало, дебиты воды в них незначительные.
Климат района резко континентальный с большими колебаниями суточных и сезонных температур. Зима холодная, малоснежная, температура достигает в январе-феврале до -35 -40 о С мороза, лето жаркое и сухое с максимальной температурой до +30 +40 о С. В летнее время преобладают ветры северо-западного направления, а зимой северо-восточного от 5 до 15 м/сек.
Среднегодовое количество атмосферных осадков колеблется от 170 до 200 мм в год.
Животный мир и растительность представлены видами, типичными для полупустынь. Растительный покров представлен, в основном, полынью, верблюжьей колючкой. Животный мир не богат, из крупных животных встречаются сайгаки, волки, лисицы, корсаки. Очень много грызунов. Из птиц встречаются степные орлы, дрофы, куропатки.
Перевозка буровых бригад, технического персонала и грузов осуществляется по асфальтированным и грунтовым дорогам.
В районе работ помимо наличия углеводородного сырья имеются строительные материалы.
Газонефтяное месторождение Восточный Молдабек относится к группе разрабатываемых, находится в ведении АО РД «Казмунайгаз».
На месторождении пробуренными скважинами вскрыты солевой и надсолевой комплексы пород. Солевой комплекс представлен сульфатно-галогенными осадками раннепермского возраста и представлен в виде соляного купола. На размытую поверхность мезозойских отложений, представленных породами триаса, юры и мела, с несогласием ложатся неогеновые и четвертичные отложения кайнозойской группы. Расчленение разреза основано на корреляции каротажа по скважинам с обоснованием возраста по литологическим и палеонтологическим исследованиям.
Отложения кунгурского яруса сложены двумя толщами: нижней - галогенной и верхней - сульфатной (кепрок).
Галогенная толща сложена каменной солью белой, грязно-белой, крупнокристаллической с редкими маломощными терригенными прослойками и пластами ангидрита.
Верхняя пачка (кепрок) представлена ангидритами с пропластками глин. Толщина пачки 5-10м. Кровля отложений кунгурского яруса является сейсмическим репером ОГ-VI. Максимально вскрытая толщина галогенной толщи 1606м (скв.28).
В разрезе пробуренных скважин отложений нижнего отдела (Т 1 ) не встречено.
Отложения среднего триаса имеют небольшую толщину.
Литологически отложения среднего триаса представлены переслаиванием коричневых, зеленовато-серых и темно-серых глин, алевролитов, песчаников и песков толщиной 1-17м.
Песчаники зеленовато-серые, светло-коричневые, мелкозернистые, слюдистые, крепкие. Алевролиты серые, зеленовато-серые, некарбонатные, глинистые. Пески серые, темно-серые, мелкозернистые, глинистые. Отложения датированы по обнаруженным остракодам. Максимальная глубина залегания кровли на Восточном Молдабеке отмечена на отметке -911,8м (скв.4), минимальная -701,7м (скв.16).
Толщина среднетриасовых отложений варьирует в пределах 15-47м.
Отложения верхнего триаса представлены песчано-галечной свитой, сложенной слабо сцементированными песчаниками, песками, алевролитами с прослоями глин. По всему разрезу отмечается наличие линз и прослоев галечника.
Песчаники серые, светло-серые, некарбонатные. Алевролиты серые, светло-серые, средней крепости, некарбонатные, глинистые. Глины серые, темно-серые с буроватым оттенком, алевритистые, неизвестковистые, неслоистые.
Максимальная отметка залегания кровли отмечена на отметке -778,8м (скв.4), минимальная -564,7м (скв.16).
К кровле верхнетриасовых отложений приурочен отражающий горизонт V.
Толщина отложений колеблется от 111 до 152м.
Нижнеюрские отложения с размывом залегают на триасовых и сложены преимущественно слабосцементированными песчаниками, песками, реже алевролитами с тонкими слоями глин, крепких песчаников и алевролитов.
Песок серый, рыхлый, мелкозернистый. Песчаники серые, мелкозернистые, полимиктовые, слюдистые на глинисто-известковистом цементе, с многочисленными включениями обуглившихся растительных остатков. Алевролиты серые, светло-серые, средней крепости, тонкослоистые. Глины серые, плотные, сильно песчанистые, некарбонатные. Максимальная глубина залегания -726,3м (скв.42), минимальная -544,4м (скв.1).
Толщина отложений колеблется в пределах от 17м до 39м.
Отложения среднего отдела представлены довольно однообразным составом сероцветных лагунно-континентальных песчано-глинистых отложений ааленского и бат-байосского ярусов. Отложения ааленского яруса залегают трансгрессивно на отложениях нижней юры. Бат-байосские отложения с эрозионным несогласием перекрывают породы ааленского яруса. Литологически среднеюрские отложения представлены глинами, песчаниками и песками. В отложениях бат-байосса встречаются прослои бурого угля.
Глины серые, местами с буроватым оттенком, плотные, алевритистые, не известковистые, слюдистые.
Песчаники серые, вверх по разрезу встречаются светло-серые, мелкозернистые, крепкие, ааленские песчаники на карбонатном цементе, бат-байосские - на глинисто-карбонатном.
Пески серые, мелкозернистые, полимиктовые, слюдистые, уплотненные, в бат-байосском разрезе встречаются прослои глинистых песков.
По всему разрезу отмечаются многочисленные включения обуглившихся растительных остатков. К отложениям средней юры приурочены продуктивные горизонты Ю-I-VII.
Максимальная глубина залегания отмечена на отметке -349,3м (скв.42) минимальная 230,5м (скв.609).
Толщина среднеюрских отложений колеблется в пределах 285-400м.
Отложения верхнего отдела на месторождении Молдабек Восточный полностью размыты.
Отложения меловой системы несогласно залегают на юрских отложениях. По литологическим признакам расчленяются на два комплекса: нижний - терригенный, слагающий нижнемеловой отдел и сеноманский ярус верхнего отдела, верхний - карбонатный, отвечающий сенонскому надъярусу верхнего мела. В нижнем отделе выделяются продуктивные горизонты М-I, М-II и М-III (рисунок 1.2). К подошве нижнемеловых отложений приурочен ОГ-III.
Готеривские отложения трансгрессивно залегают на размытой поверхности юрских образований и литологически представлены серовато-зелеными, алевритистыми, известковистыми глинами, серовато-зелеными, известковистыми, мелко- и среднезернистыми песками и песчаниками и редко мергелями.
Максимальная глубина залегания отложений готерива на отметке -292,8м (скв.4), минимальная -159,7м (скв.16).
Толщина готеривских отложений варьирует в пределах 67-94м.
Максимальная глубина залегания барремских отложений отмечена на отметке -163,3м (скв.42), минимальная -85,9м (скв.27).
Толщина отложений изменяется по скважинам от 47м до 95м
Рисунок 1.2 Структурная карта по месторождению Восточный Молдабек
1 - поисково-разведочные скважины; 2- изогипсы поверхности соли; 3 - крутой склон соли; 4 - контур залежи первого мелового (М-1) горизонта; 5 - контур нефтеносности третьего триасового (Т-III) горизонта
В тектоническом отношении месторождение Восточный Молдабек расположено в осадочной толще чехла между Биикжальским поднятием и Коскульским выступом фундамента и связано со структурами Котыртас Северный, который входит в состав мезо-кайнозойского комплекса Эмбинско-Сагизского прогиба Прикаспийской впадины.
В осадочном чехле по литологическим характеристикам и структурно-тектоническим условиям залегания выделяются два структурных этажа: соленосный и надсолевой. Характер залегания выделенных толщ представлен на сейсмических временных разрезах 3Д, а также структурных картах по отражающим горизонтам и геолого-сейсмических профилях
Соленосный структурный этаж слагают галогенные осадки, образующие соляные купола прорванного, скрыто прорванного типов и межкупольные поднятия с мозаичным расположением.
Структурные формы надсолевого комплекса осадков представлены мульдами и поднятиями, соответствующими межкупольным прогибам и соляным куполам.
По данным сейсмики 3Д на ОГ-VI свод соляного купола округлой формы вырисовывается замкнутой изогипсой -690м. Соляной “карниз” распространен на обширной территории, максимальная глубина погружения кровли соли отмечается в южной части на отметке -1590м. В восточной части кровли карниза отмечается структурный залив с абсолютными отметками -1250-1300м. По подошве карниза (ОГ-VI?) вырисовывается брахиантиклинальное поднятие северо-западного простирания с размерами 2,7х3,2км по замкнутой изогипсе - 2100м и амплитудой 350м.
К своду соляного купола приурочен участок Молдабек Восточный месторождения Кенбай, участок Котыртас Северный связан с погребенной антиклинальной структурой, выраженной по триасовым отложениям, и приуроченной к поверхности соляного “карниза”
По отражающим горизонтам III и V в результате интерпретации сейсмических данных 3Д в некоторой степени изменились структурные планы и положение структурообразующих разломов.
Взбросы F 3 и F 4 , протрассированные по сейсмическим данным в центральной части структуры, имеют более существенные амплитуды по юрскому комплексу пород.
Сброс F 1 с амплитудой 5-10м в пределах месторождения Молдабек Восточный имеет падение в сторону центральных блоков I, III и IV, которые являются опущенными по отношению к блоку II. В южном направлении (к соляной мульде) амплитуда сброса (F 1 ) увеличивается от 40м до 225м. Взброс F 2 имеет падение в сторону центральных блоков, восточное крыло является опущенным в отношении блоков, ограниченных тектоническими нарушениями F 1 и F 2 . Амплитуда взброса 2-30м. Амплитуда субширотных взбросов изменяется на разных участках от 5 до 40м.
За основу при создании геологической модели месторождения участка Восточный Молдабек принята сейсмическая карта по III отражающему горизонту.
Положение тектонических нарушений уточнено по структурным картам по поверхности продуктивных горизонтов, выполненных по результатам интерпретации сейсмических материалов 3Д.
По горизонту М-I по результатам пробуренных эксплуатационных скважин и гидродинамическим характеристикам залежей нефти и газа фиксируется только разлом F 1 , по горизонтам М-II, М- III и Ю-I - разломы F 1 , F 4 , по горизонтам Ю-II, Ю-III, Ю-IV - разломы F 1 , F 3 , F 4 , по горизонтам Ю-V, Ю-VI, Ю-VII - разломы F 1 , F 2 , F 3 , F 4 .
При этом надо отметить, что по мере бурения скважин геологическое строение месторождения будет детализироваться, так как оно очень сложное и некоторые вопросы остались пока не до конца решенными, а именно периферийные участки структур не охвачены бурением, местоположение сбросов требует дальнейшего изучения.
Месторождение Восточный Молдабек по сложности своего строения относится к объектам второй группы, для которых характерно наличие дизъюнктивных нарушений, высокая неоднородность коллекторов по площади и по разрезу.
Месторождение многопластовое. Геологоразведочными работами установлены промышленные запасы нефти и газа в нижнемеловых и среднеюрских отложениях.
В результате детальной пластовой корреляции с привлечением результатов опробования и разработки месторождения в разрезе меловых отложений установлено 3 продуктивных горизонта (М-I, M-II, M-III), юрских отложений - 7 продуктивных горизонтов (Ю-I, Ю-ІІ, Ю-III, Ю-IV, Ю-V, Ю-VI, Ю-VII). Коллекторы продуктивных горизонтов представлены песчано-алевролитовыми породами различной степени сцементированности.
1.4.1 Характеристика продуктивных горизонтов участка
В структурном отношении Восточный Молдабек представлен унаследованной брахиантиклинальной складкой, осложненной по меловым и юрским отложениям разрывными нарушениями.
Меловые горизонты приурочены к неокомским терригенным отложениям нижнего мела, юрские - к терригенным отложениям средней юры.
С меловыми горизонтами М-I, M-II и юрскими Ю-I, Ю-II связаны нефтегазовые залежи, с остальными горизонтами - нефтяные залежи. Нефтяные залежи всех горизонтов находятся в разработке. Разработка ведется механизированным способом.
Меловые горизонты характеризуются высокой степенью расчлененности продуктивных толщ и неоднородностью коллекторов, в связи, с чем по горизонтам наблюдается широкий диапазон колебаний отметок ВНК, переходная зона нефть-вода варьирует в пределах 1-5м(Приложение А).
Горизонт М-I в стратиграфическом отношении залегает в кровле барремского яруса нижнего мела и прослеживается по всей площади. К горизонту приурочена газонефтяная залежь.
Горизонт выражен в виде трех песчаных пластов (А, Б, В), разделенных глинистыми разделами от 0,4 до 27,5 м
Наиболее выдержанной по площади и разрезу является пласт Б, верхний пласт А характеризуется высокой степенью расчлененности коллекторов, нижний пласт В на большей части площади замещен глинистыми и плотными породами.
К горизонту приурочена нефтяная залежь пластово-сводового типа, получившая развитие в блоках I, II, III, IV и V.
Горизонт характеризуется хорошей выдержанностью по площади. Толщина горизонта меняется в пределах 12,8 м (скв.1100) - 31,2 м (скв.1006).
Нефтегазоносность горизонта установлена опробованием 6 поисково-разведочных скважин и подтверждена эксплуатацией 78скважин.
При опробовании горизонта во всех скважинах получены нефонтанные притоки нефти, исследование проводилось методом прослеживания уровня. Полученные дебиты варьируют в пределах от 0,9м 3 /сут (скв.1004) до 13,2м 3 /сут при Нср.дин. 210 м (скв.5).
Площадь нефтеносности равна 5303 тыс.м 2 .
К горизонту приурочена нефтяная залежь пластово-сводового типа, тектонически экранированная, получившая развитие в блоках I, II, III, IV, V.
Нефтеносность пласта доказана опробованием 7 поисково-разведочных скважин и эксплуатацией 32 скважин.
Горизонт введен в разработку в 2003 году. Среднесуточные дебиты по скважинам меняются от 0,32 т/сут (скв.2034) до 4,46 т/сут (скв.2049).
В нерасчлененной терригенной толще бат-байосского возраста выделяются 7 продуктивных горизонтов (Ю-I-VII).
По сейсмическим данным в пределах развития нефтегазовых залежей структура осложнена двумя субмеридиональными и двумя субширотными тектоническими нарушениями, делящими ее на 5 блоков. В результате анализа геологического материала по пробуренным поисково-разведочным и эксплуатационным скважинам наличие тектонического нарушения (F 2 ) подтверждается только по горизонту Ю-VII.
Горизонт выдержан по площади, литологические замещения в пределах контура нефтеносности выявлены в 6 скважинах: 3, 7, 221, 439, 634, 1286, 2061.Толщина горизонта изменяется в пределах от 14 м (скв.2016) до 42,1 м (скв.10). К горизонту приурочена нефтегазовая залежь пластово-сводового типа, тектонически экранированная. Газовая шапка получила развитие только в пределах I блока и представлена в виде отдельных локальных участков.
Газонефтяной контакт принят условно на отметке -247,6 м по подошве опробованного пласта в скважине 16, где получен фонтан чистого газа дебитом 12,8 м 3 /сут через 9 мм штуцер при депрессии на пласт, равной 0,95 МПа.
Площадь газоносности равна 380 тыс.м 2 , нефтеносности - 5676 тыс.м 2 .
К пласту приурочена нефтегазовая залежь пластово-сводового типа, тектонически и литологически экранированная, связанная с блоками I, II, III, IV, V. Газовая шапка получила развитие в пределах I блока. Коллекторы на восточном крыле залежи на большей части площади замещены плотными породами и глинами.
Толщина пласта меняется в пределах 3-21,6 м, соответственно в скважинах 247 и 42. Общая толщина коллекторов варьирует в пределах 0,8 м (скв.404) - 16,6 м (скв.454), общая эффективная толщина 0,8 м (скв.404) - 10 м (скв.2069), эффективная газонасыщенная толщина - от 0,9 м (скв.429) до 8,0 м (скв.409), нефтенасыщенная толщина - от 0,8 м (скв.404) до 8,9 м (скв.211). Количество эффективных пропластков 1-7, коэффициент расчлененности в среднем 1,53, коэффициент песчанистости меняется от 0,3 до 1, в среднем равен 0,92.
Площадь газоносности равна 440 тыс.м 2 , нефтеносности - 2131 тыс.м 2 .
К пласту приурочена нефтяная залежь пластово-сводового типа, тектонически экранированная, получившая развитие в блоках I и III, в пределах других блоков коллекторы водонасыщенные.
Толщина пласта меняется в пределах 5-24,7 м соответственно в скважинах 651 и 10. Общая толщина коллектора меняется от 0,8 м (скв.606) до 24,7 м (скв.10), общая эффективная толщина - от 0,8 м (скв.606) до 16,8 м (скв.637), нефтенасыщенная толщина - от 0,8 м (скв.606) до 8 м (скв.430). Число эффективных пропластков изменяется от 1 до 6, коэффициент расчлененности в среднем равен 2, коэффициент песчанистости варьирует в пределах 0,3-1, в среднем 0,82 (Приложение Б).
К горизонту приурочена нефтяная залежь пластово-сводового типа, тектонически и литологически экранированная, получившая развитие в блоках I, II, III и IV.
На большей части залежи юго-западного крыла во всех блоках коллекторы замещены плотными и глинистыми породами.
Общая толщина коллектора меняется в пределах от 0,8 м (скв.609) до 30,6 м (скв.622). Общая толщина горизонта варьирует в пределах 8-30,6 м соответственно в скважинах 428 и 622. Общая эффективная толщина - от 0,8 м (скв.609) до 26 м (скв.426), в том числе нефтенасыщенная толщина - от 0,8 м (скв.609) до 22 м (скв.426). Число эффективных пропластков 1-16, коэффициент расчлененности в среднем равен 3,52. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,1 до 1, в среднем 0,45.
Нефтеносность горизонта доказана опробованием 6 скважин (1, 2, 5, 6, 16, 27) и эксплуатацией 39 скважин.
К горизонту приурочена нефтяная залежь пластово-сводового типа, тектонически и литологически экранированная, получившая развитие в блоках I, II, III, IV.
Общая толщина горизонта варьирует в пределах от 5 м (скв.610) до 31 м (скв.13). Общая толщина коллектора изменяется от 1 м (скв.420) до 31 м (скв.13), общая эффективная толщина - от 1 м (скв.420) до 28 м (скв.13), нефтенасыщенная толщина - от 1 м (скв.420) до 10,8 м (скв.410).
Нефтеносность горизонта доказана опробованием 2 поисково-разведочных скважин (1, 16) и разработкой 29 эксплуатационных скважин.
В скважине 16 получен фонтанный приток нефти дебитом 3 м 3 /сут при депрессии 0,932 МПа. Скважина находилась в пробной эксплуатации, добыча нефти велась механизированным способом с дебитом 9,5 м 3 /сут. В скважине 1 получен нефонтанный приток нефти дебитом 18,6 м 3 /сут при Н ср.дин. 415м.
Полномасштабная разработка залежи ведется с 2000 года механизированным способом, среднесуточные дебиты изменяются в пределах от 1,3 т/сут (скв625) до 12,1 т/сут (скв.654)
2.1 Система разработки месторождения
2.1.1 Анализ текущего состояния разработки
Участок Молдабек Восточный месторождения Кенбай вступил в эксплуатацию в июне 1999 г. В разработке участвуют 10 продуктивных пластов, три из которых приурочены к меловым отложениям, а семь - к юрским.
Разработка участка Молдабек Восточный ведется на основании "Технологической схемы разработки участка Молдабек Восточный месторождения Кенбай Республики Казахстан", составленной в 1998г. АО "НИПИмунайгаз" (г. Актау) и утвержденной на НТС недропользователя. К реализации был утвержден вариант с ППД по всем объектам путем закачки холодной воды через скважины, расположенные в центре 9-ти точечного элемента, согласно которой выделяется 9 продуктивных пластов и 1 возвратный:
III объект - меловой и юрский горизонты М-III+Ю-I;
V объект - юрский горизонт Ю-IV+ Ю-V;
VI объект - юрский горизонт Ю-VI+ Ю-VII;
Возвратный объект - юрский горизонт Ю-III;
В 2000г. институтом ОАО "Гипровостокнефть" была составлена "Технологическая схема разработки участка Восточный Молдабек месторождения Кенбай" по данным 2-х лет эксплуатации участка. Предложенный к реализации вариант предусматривал то же выделение объектов, ту же сетку и 9-ти точечное расположение скважин, что и предыдущая технологическая схема, с небольшими изменениями, учитывающими полученные данные по эксплуатации.
На 01.01.2009г. начальные запасы нефти по месторождению составляют: балансовые 81274 тыс.т., извлекаемые 27507 тыс.т. С начала разработки по месторождению добыто 1511,2 тыс.т нефти. Остаточные извлекаемые запасы по месторождению составляет 25995,8 тыс.т. Из них на долю объектов приходится: I объект-15414,3 тыс.т., II объект-3306,5 тыс.т., III объект-3026,3 тыс.т, IV обьект-1801,5 тыс.т., V обьект-46,5 тыс.т., VIобьект-2044,8 тыс.т., VII обьект-448,9 тыс.т.
По состоянию на 01.01.2012г. под закачкой находится 111 нагнетательных скважин.
На балансе НГДУ «Кайнармунайгаз» имеется 111 нагнетательных скважин. На сегодня техническая вода используется для системы ППД, проведения ПРС, КРС, а также для бурения эксплуатационных скважин месторождения В. Молдабек.
По НГДУ «Кайнармунайгаз» наблюдательный фонд скважин составляет 3 скважины-2 скважины (1187,1167) на месторождении Восточный Молдабек.
По состоянию на 2011 г. в эксплуатации находились 384 добывающих скважин, в том числе:
На III-й объект (Ю-I+М-III) - 64скв.
По состоянию на 01.01.2012 г. под закачкой находится 111 нагнетательных скважин, в том числе:
Продуктивный пласт Ю-III пока эксплуатируется без поддержания пластового давления.
Все добывающие скважины эксплуатируется насосным способом.
Основные положения рекомендуемого в технологической схеме V варианта разработки:
Проектный уровень добычи нефти - 672 тыс.т;
Проектный уровень добычи жидкости - 1725 тыс.т;
Проектный объем закачки воды - 1444 тыс.т;
Проектный фонд добывающих и нагнетательных скважин - 413 и 133 ед. соответственно (2008г);
Проектные решения этих документов соответствовали условиям разработки и выбирались на основании максимального использования уже пробуренного фонда скважин и минимального экономического риска. При проектировании применялись следующие основные положения:
- все выделенные объекты разработки охвачены сетками скважин одинаковой плотности, которые так смещены относительно друг друга, что результирующая сетка скважин всех объектов также равномерная;
- в зонах совмещения соседних объектов скважины бурятся до нижнего нефтенасыщенного пласта;
- разбуривания месторождения осуществляется от центра к периферии;
- по каждому объекту запроектирована равномерная рассредоточенная закачка воды;
- в зонах рискованного бурения за предельной минимальной нефтенасыщенной толщиной (2 м) скважины не размещаются.
К реализации был утвержден вариант с ППД путем закачки холодной воды по всем объектам, способ эксплуатации механизированный с применением винтовых насосов.
Эффективность разработки пластов представлена на рисунке 2.1
Рисунок 2.1 Эффективность разработки пластов
Месторождение вступило в эксплуатацию в июне 1999 г. пуском в эксплуатацию скв. 27 и 2092 на пласт Ю-I и скв. 2080 на ЮII. Таким образом, разработка месторождения Восточный Молдабек началась с вводом в эксплуатацию юрских горизонтов.
Вступление объектов в эксплуатацию:
Нефтеносность установлена в 10 пластах: меловые отложения (пласты М-I, М-II, М-III) и юрские (пласты Ю-I - Ю-VII). В промышленной разработке находятся все пласты, объединенные в 6 объектов разработки и один возвратный объект. Все разрабатываемые пласты сложены терригенными коллекторами.
Основные пласты по геологическим запасам категории В+С 1 : М-I, М-II, Ю-II, Ю-IV, Ю-VI. В этих пластах содержится 85,6% от всех геологических запасов по месторождению.
Основными пластами по количеству скважин эксплуатационного фонда являются пласты М-I, М-II, Ю-II, Ю-IV+Ю-V.
Месторождение интенсивно разбуривается: каждый год вводится свыше 50 новых скважин. В начальный период разработки наибольшее количество скважин было введено на пласты юрских отложений, фонд новых пробуренных скважин на 2011-2012гг в основном пришелся на меловые отложения, а в последние 2 года, все новые скважины вводились на пласты юрских отложений.
Разработка месторождения осуществляется с применением ППД. Большинство нагнетательных скважин находились в отработке на нефть. Внедрение заводнения по пластам осуществлялось на второй или третий год разработки. Эффективность системы заводнения достаточно высокая. В целом по месторождению система заводнения совершенствуется с начала ввода ППД.
Всего на месторождении по состоянию на 01.01.2009 г. пробурено 509 скважин.
2.1.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей
1 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов
По состоянию на 01.01.2009 г. на месторождении пробурено 509 скважин. Из них эксплуатационный фонд 374 скважин, нагнетательный фонд составляет 112 скважин. Кроме того, 6 скважин ликвидировано по геологическим причинам и 17 специальных скважин (водозаборные и наблюдательные). На рисунке 2.2 представлена диаграмма фонда скважин.
Скважины эксплуатируются механизированным способом установками УШГН и УЭВН. Обводненность продукции скважин, эксплуатируемых винтовыми насосами выше, чем по скважинам, оборудованным штанговыми насосами, это связано с производительностью винтовых насосов. По добывающим скважинам коэффициент использования фонда составляет 0,95, коэффициент эксплуатации - 0,83. По нагнетательным скважинам коэффициент использования фонда составляет 0,97, коэффициент эксплуатации - 0,84.
В целом по месторождению быстрый рост бурения и уплотнение сетки скважин согласно реализуемому проекту обуславливается небольшой глубиной залегания залежей. Благоприятно сказывается на процесс разработки залежи относительно высокая плотность сетки скважин - 3,3-5,8 га/скв по пластам МII, ЮI, ЮII, ЮIV, ЮV.
Дальнейшая разработка залежей будет происходить при еще более высокой плотности сетки скважин за счет бурения и возврата скважин с нижележащих пластов. Разукрупнение эксплуатационных объектов так же положительно сказалось на технологических показателях разработки и облегчает контроль над выработкой запасов и регулирование процесса разработки залежей.
Рисунок 2.2 Диаграмма фонда скважин
На 01.01.2009 г. добывающий фонд составляют 93 скважин, из них действующие 85 ед. 8 скважин в простое (в ремонте и в ожидании ремонта). Фонд нагнетательных скважин составляют 25 скважин.
Дебиты по нефти меняются от 0,3 т/сут до 5,0 т/сут, составляя в среднем 1,2 т/сут. Скважины работают при депрессиях от 0,1 до 6 МПа и коэффициентах продуктивности по жидкости от 0,8 до 19,0 м 3 /сутЧМПа.
При штанговой эксплуатации используются штанговые насосы условным диаметром 57 мм. Глубины спуска насосов составляют 186 - 223 м, динамические уровни опускаются до отметок 104-185 м, длина хода составляет 1,0-1,2м,число качаний 4,0 - 4,5 мин -1 .
При винтовой эксплуатации насосы спускаются на глубину 171 - 256 м, динамические уровни опускаются до отметок 39-195 м, диаметр шкива составляет 90 - 160 мм.
На 01.01.2009 г. все 24 нагнетательных скважин находятся под закачкой. 1 в бездействии. Приемистость скважин меняется от 3 м 3 /сут до 22 м 3 /сут, составляя в среднем на 1 скважину 9,8 м 3 /сут.
По добывающим скважинам коэффициент использования фонда составляет 0,96, коэффициент эксплуатации - 0,60. По нагнетательным скважинам коэффициент использования фонда составляет 1, коэффициент эксплуатации - 0,64.
На 01.01.2009 г. добывающий фонд составляет 67 скважин, из них действующий фонд 65 скважин. В ожидании ремонта находится 1 скважина и 1 скважина в бездействующем фонде. Дебиты по нефти меняются от 0,3 т/сут до 4,1 т/сут, составляя в среднем 2,2 т/сут. Скважины работают при депрессиях от 0,1 до 7 МПа и коэффициентах продуктивности по жидкости от 0,5 до 30,0 м 3 /сутЧМПа.
При штанговой эксплуатации используются штанговые насосы условным диаметром 57мм. Глубины спуска насосов составляют 230-239м, ди
Выбор и обоснование технологии поддержания пластового давления при эксплуатации скважин на месторождении Восточный Молдабек дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат На Тему Альтернативные Виды Топлива
Доклад по теме Оболенский Андрей Николаевич
Доклад: Кесарево сечение
Реферат: Історіографія исторії Болгарії
Рассказа Собственного Сочинения
Контрольная работа по теме Общие свойства d-металлов
Реферат: Vampires Obsession Throughout Eternity Obsession Essay Research
Дипломная работа: Economic sanctions in MP. Скачать бесплатно и без регистрации
Требование К Защите Кандидатской Диссертации
Действия С Дробями 8 Класс Контрольная Работа
Курсовая работа: Экономический кризис и его влияние на устойчивый экономический рост
Реферат: Public Relations - принципы
Курсовая Работа На Тему Основы Конституционного Права Сша
Реферат: Политика и право. Скачать бесплатно и без регистрации
Контрольная Работа 5 Никольский 6 Класс
Сочинение На Тему Герой Нашего Времени Лермонтов
Курсовая работа по теме Налогообложение производственных предприятий в условиях рыночной экономики
Отчет по практике: Слиток с жидкой сердцевиной
Характеристика Практика Студента Медицинского 1 Курс
Курсовая работа по теме Выбор и обоснование кинематической схемы гидропульсационной машины
Изучение класса насекомых - Биология и естествознание презентация
Учетная политика ООО "Винтаж" - Бухгалтерский учет и аудит отчет по практике
Характеристика пещерного комплекса Башкирии - География и экономическая география дипломная работа